CC BY
131
Интернет-журнал «Науковедение» ISSN 2223-5167 http ://naukovedenie.ru/ Том 7, №4 (2015) http ://naukovedenie. ru/index.php?p=vol7-4 URL статьи: http://naukovedenie.ru/PDF/31EVN415.pdf DOI: 10.15862/31EVN415 (http://dx.doi.org/10.15862/31EVN415)
УДК 338.242.42:334.021.1
Рыхтер Вероника Олеговна
НОУ «Московская международная высшая школа бизнеса «МИРБИС»
Россия, Москва1 Аспирант E-mail: [email protected]
Зильберштейн Олег Борухович
НОУ «Московская международная высшая школа бизнеса «МИРБИС»
Россия, Москва Доцент кафедры «Менеджмента» Кандидат экономических наук E-mail: [email protected]
Тенденции развития рынка оборудования малой генерации
119721, г. Москва, ул. 38 кв. юго-запада, корп. 1, кв. 24
Аннотация. Актуальность вопроса развития оборудования распределенной и малой генерации - источников электрической и/или тепловой энергии, которые располагаются в непосредственной близости к потребителям, - неизменно растет, что является отражением общемировой тенденции. Об этом свидетельствует как увеличение импорта в Россию оборудования малой генерации, так и неравномерное распределение энергодефицитных объектов. При этом сохраняется тенденция увеличения стоимости электроэнергии, а также тарифные диспропорции, обусловленные незавершенностью формирования мер государственного управления и стимулирования развития малой энергетики. Сохраняется потребность в замещении изношенных мощностей, которые на настоящий момент превышают 60% эксплуатирующегося оборудования, а также рост потребления энергии при ограниченной пропускной способности сетей.
Однако, сдерживающие факторы развития рынка малой мощности, к которым относятся пассивность сетевых компаний и сохранение административных барьеров по вопросам технического подключения к сети генерирующих объектов малой мощности, а также требующие решения вопросы нормативно-правового характера обуславливают актуальность совершенствования государственного управления в российском энергетическом секторе. Таким образом, в статье рассматриваются меры государственного регулирования, позволяющие, с одной стороны, нормативно устранить технические ограничения, возрастающие с каждым годом сборы и платежи сетевой компании за объемы новой присоединенной электрической мощности, а также обеспечить эффективность энергетических проектов малой энергетики, которая обладает значительным потенциалом.
Ключевые слова: малая энергетика; распределенная генерация; государственное управление; энергетический сектор; эффективность управления; развитие энергосистемы; энергоэффективность; государственная стратегия развития энергетики.
Ссылка для цитирования этой статьи:
Рыхтер В.О., Зильберштейн О.Б. Тенденции развития рынка оборудования малой генерации // Интернет-журнал «НАУКОВЕДЕНИЕ» Том 7, №4 (2015) http://naukovedenie.ru/PDF/31EVN415.pdf (доступ свободный). Загл. с экрана. Яз. рус., англ. DOI: 10.15862/31EVN415
Развитие распределенной генерации на промышленных и инфраструктурных объектах становится все более частым источником энергоснабжения, о чем свидетельствуют многочисленные реализованные проекты в различных отраслях.
Возрастающий интерес к этим объектам поддерживает неопределенность рыночной среды в энергетическом секторе, а также зачастую большая эффективность внедрения проектов мини-ТЭЦ по сравнению с подключением предприятий к сети.
Учитывая тот факт, к 2016 г. около 70% генерирующих мощностей российских электростанций исчерпают свой ресурс, вопрос об эффективности небольших энергоисточников становится особо актуальным для многих строящихся и функционирующих объектов. Очевидно, что при сложившемся конкурентном рынке учитывать следует не только рентабельность отдельной станции, но и упущенную выгоду отложенного запуска производства, несовершенства тарифного регулирования, обеспечения доступа к сети, а также региональных программ развития электросетей.
Незавершенность формирования государственной политики в сфере регулирования энергетики создает множество противоречивых последствий в развитии отечественной энергосистемы. Закономерно, что с начала введения экономических секторальных санкций западными странами в отношении российских отраслей, в том числе запрета на импорт оборудования двойного назначения, а также финансирования и поставки оборудования в ТЭК для компаний России, отмечается снижение роста инвестиций, а как следствие, -финансирования проектов в энергетике. Однако, нарушения и перенесение сроков инвестиционных проектов - это не только финансовый фактор, но и следствие низкого контроля исполнения программ развития энергетического сектора, которые носят рекомендательный характер. С одной стороны, экономико-политические факторы способствуют снижению инвестиционной привлекательности, с другой - в результате сложившейся ситуации нельзя не отметить также и перспективы от использования своевременных государственных механизмов управления для обеспечения развития рынка малой энергетики.
Ключевыми преимуществами от распределенной генерации по сравнению с централизованным энергоснабжением (вне зависимости от макроэкономической обстановки) являются:
• Возможность снизить удельные затраты на электроэнергию для потребителей;
• Как следствие, снижение нагрузки в сети, что ведет также к сокращению потерь, которые оплачиваются также за счет потребителей;
• Освобождение мощностей для обеспечения энергодефицитных регионов;
• Тем самым обеспечивается надежность электроэнергетики;
• Оптимизируется топливный баланс, поскольку мини-ТЭЦ позволяют использовать местные источники топлива - попутный нефтяной газ, биогаз (сточных вод, мусорных свалок, органических отходов), пропан-бутан, синтезгаз и др., что также благоприятно отражается на экологии.
Именно поэтому внедрение автономных энергосистем не только минимизирует расходы по сравнению с подключением к сети, но и позволяет получить качественную энергию и обеспечить надежность своей производственной системы. В 2014 г. степень износа
электрогенерирующих установок достигла 65%2, при этом 30% функционирующих источников тепла превышает нормативный срок эксплуатации, что увеличивает риски аварийности и энергоэффективности.
Объем потерь электрической энергии, учтенный в равновесных ценах на электрическую энергию и оплаченный покупателями при осуществлении расчетов за электрическую энергию на ОРЭМ за 2010 год, составил 17 666,4 млн. кВт*ч, за 2011 год - 17 229,685 млн. кВт*ч.3 Объем фактических потерь электрической энергии в ЕНЭС определяется как разница двух величин - фактического поступления электроэнергии в сети от объектов генерации и ее отпуска из сетей потребителям4. Компания ОАО «ФСК ЕЭС» приводит данные по общим потерям, таблица 1:
Таблица 1
Потери электроэнергии в период с 2007-2014гг., млн кВт*ч. (источник: составлено авторами по годовым отчетам ОАО «ФСК ЕЭС»)
Год 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014
Итого потери электроэнергии в ЕНЭС 21401,11 21865,74 22120,61 22525,62 22553,00 21946,00 22262,00 21261,00
Потери в электросетях в целом составляют 13-14%, на отдельных территориях - до 30%5. «По данным ФСК, построение энергосистемы с интеллектуальной сетью (Smart Grid) позволит уменьшить потери в российских электрических сетях всех классов напряжения на 25%, что даст экономию порядка 34-35 млрд кВт*ч в год. Такой объем энергии в течение года вырабатывается несколькими электростанциями суммарной мощностью 7,5 ГВт»6.
До 2010 г. тарифы ФСК на услуги по передаче электроэнергии по ЕНЭС формировались на базе метода экономически обоснованных расходов («затраты плюс»). Однако уже с 2008 г. в РФ начала внедряться новая система тарифного регулирования на основе доходности на инвестиционный капитал RAB (Regulatory asset base). С 2011 г. ОАО «ФСК ЕЭС» перешло на RAB-регулирование тарифов. В тарифах сетевых компаний доля инвестиций в последние годы росла существенно быстрее, чем другие составляющие, что связано с переходом к указанному методу регулирования.7 При этом практика перекрестного субсидирования, тарифных и ценовых диспропорций для различных групп потребителей
2 ИА INFOLine Режим доступа:
3 Режим доступа: http://www.fsk-
ees.ru/consumers/disclosures_in_accordance_with_government_decree_of_21_01_2004_24/expenses_for_payment_of_losses/ actual_loss/
4 Данные ОАО «ФСК ЕЭС» Режим доступа: http://www.fsk-ees.ш/press_center/media_on_fnc/?ELEMENT_ГО=363&sphrase_id=235070.
5 Сети становятся умнее. Интервью В. Дорофеева, генерального директора Научно-технического центра электроэнергетики. Режим доступа: http://www.fsk-ees.ш/press_center/media_on_fnc/?ELEMENT_ГО=469&sphrase_id=229646.
6 Сети становятся умнее. Интервью В. Дорофеева, генерального директора Научно-технического центра электроэнергетики. Режим доступа: http://www.fsk-ees.ш/press_center/media_on_fnc/?ELEMENT_ГО=469&sphrase_id=229646.
7 Приказом ФСТ России от 21.05.2012г. №114-э/2 «О внесении изменений в приказ Федеральной службы по тарифам от 29.12.2009 г. № 552-э/2 «Об утверждении тарифов на услуги по передаче электрической энергии по единой национальной (общероссийской) электрической сети, оказываемые ОАО «Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы», на долгосрочный период регулирования 2010-2014 гг.» скорректированы тарифы на услуги по передаче электрической энергии по единой национальной (общероссийской) электрической сети (далее - ЕНЭС), оказываемые ОАО «ФСК ЕЭС», с 01.07.2012г. и на последующие годы долгосрочного периода регулирования. Согласно указанному выше приказу, ставки тарифа на услуги по передаче электрической энергии на содержание объектов электросетевого хозяйства, входящих в ЕНЭС, для субъектов Российской Федерации, не включенных в перечень, предусмотренный в приложении к Основам ценообразования, с 1 июля 2012 г составляют 123 328,44 руб./МВт*мес., с 1 июля 2013 г. - 134 964,06 руб./МВт*мес., с 1 июля 2014 г. - 147 681,2 руб./МВт*мес.
электрической и тепловой энергии сложилась крайне неблагоприятная. В связи с этими факторами, возможность перехода от централизованного энергоснабжения к экономически выгодной собственной генерации представляется эффективным управленческим решением. Мультипликативный эффект обуславливает, во-первых, необходимость интенсивного развития сетей при сдерживании роста тарифов по передаче и обслуживанию сетевого хозяйства, а также устранение механизма компенсации потерь в сетях способствует снижению цен на энергию для всех категорий потребителей и, как следствие, на конечную продукцию отраслей.
Это подтверждает утверждение, что дальнейшая государственная стратегия развития эффективного экономического развития требует локальной направленности компаний, а также развития распределенной генерации и розничного рынка электроэнергии.
Актуальность таких мероприятий возросла в свете принятия Постановления Правительства РФ от 27.12.2004 N 861 (ред. от 11.06.2015) «Об утверждении Правил недискриминационного доступа к услугам по передаче электрической энергии...»8, а также спустя 5 лет - Федерального закона N 261-ФЗ от 23 ноября 2009 года «Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности».
Решение о внедрении мини-ТЭЦ в качестве основного источника энергии на объекте предваряет глубокий анализ режимов потребления предприятия (виды оборудования и параметры его работы, снятие пиковых нагрузок, и т.д.) позволяют существенно сократить производственные и эксплуатационные затраты.
Прежде всего, можно выделить два основных режима работы объектов распределенной генерации - это автономный и параллельный:
• Автономный (или островной) режим работы характеризуется тем, что мини-ТЭЦ полностью покрывает потребности объекта в электроэнергии и тепле, при этом объект не подключен к внешним тепло- и электросетям, и работает автономно, т.е. без связи с энергосистемой.
• Параллельная работа с внешней электрической сетью заключается в том, что потребности объекта в электроэнергии частично или полностью покрываются за счёт работы мини-ТЭЦ. При этом пиковые электрические нагрузки покрываются за счет отбора дополнительной электроэнергии из внешней сети. Кроме того, внешняя сеть является резервной на период проведения планового технического обслуживания Мини-ТЭЦ.
Излишки электроэнергии автономных мини-ТЭЦ переменны во времени, поскольку зависят от цикла производства. К примеру, в ночное время, когда электроэнергия не расходуется на производство, электростанция может выдавать до 80% своей мощности в централизованные энергосети, при этом около 20% будут уходить на собственные нужды объекта, а днем наоборот - покрывать пики производства, к примеру, около 20% электроэнергии из сети, а 80% тратить на нужды объекта. При этом наиболее эффективным и оптимальным режимом эксплуатации мини-ТЭЦ является нагрузка 80-90% от номинальной мощности электростанции, которая позволяет максимально сократить срок окупаемости энергокомплекса.
При этом требуется отметить, что объекты собственной генерации получили распространение в качестве стандартных решений во многих отраслях:
8 Режим доступа: http://www.consultant.ru/document/cons_doc_LAW_181409/
• Промышленное производство;
• Сектор ЖКХ, в частности, муниципальные котельные;
• Транспортно-логистические комплексы;
• Объекты инфраструктуры: торгово-развлекательные и офисные центры, гостиницы, больницы, и т.д.;
• Агропромышленный комплекс;
• Разработка месторождений и нефтедобыча.
В процессе модернизации и реконструкции старых котельных, замены морально и физически устаревшего оборудования на более современное, освобождается дополнительные площади, где возможно размещение газопоршневых когенерационных установок, покрывающих дефицит электрической и тепловой энергии производства.
Мини-ТЭЦ на базе газопоршневой установки может успешно встраиваться в технологический процесс предприятия, производя пар, горячую воду, обеспечивая производство необходимыми видами энергии.
Комбинированная выработка энергии от собственной мини-ТЭЦ в режиме параллельной работы с внешней сетью предоставляет ее обладателю массу преимуществ.
Данное решение позволяет:
• Снизать затраты на капитальное строительство, в том числе на дорогостоящее коммутационное оборудование и тепломагистрали;
• Сократить время ввода оборудования в эксплуатацию;
• Устранить технические ограничения, возрастающие с каждым годом сборы и платежи сетевой компании за объемы новой присоединенной электрической мощности;
• Сделать независимым потребителя от непомерного роста тарифов на электрическую энергию;
• Обеспечить независимость от централизованного энергообеспечения;
• Осуществить бесперебойную и надежную подачу тепло- и электроэнергии.
За счет высокой эффективности использования топлива в сочетании с низкими эксплуатационными затратами себестоимость выработки электроэнергии мини-ТЭЦ до полутора-двух раз ниже сетевых тарифов (в зависимости от региона). При этом удельная стоимость подключения к централизованным сетям сопоставима, а в некоторых случаях даже выше, чем стоимость когенерационной установки аналогичной мощности.
Факторы развития рынка малой мощности
Помимо экономических эффектов от внедрения мини-ТЭЦ, следует отметить и прочие стимулирующие факторы развития рынка малой мощности:
1) Значительный рост стоимости электроэнергии и дорогостоящее присоединение к сетям, контролируемое энергоснабжающими компаниями;
2) Неравномерное и удаленное расположение от централизованного энергоисточников новых объектов нефтяных компаний, которые занимаются разработкой месторождений;
3) Потребность в замещении изношенных мощностей, которые на настоящий момент составляют порядка 60-65%, в том числе модернизации оборудования ЖКХ;
4) Рост потребления электроэнергии при ограниченной пропускной способности сетевого хозяйства и изношенности энергокомплекса.
Несмотря на значительную привлекательность и перспективы, развитие малой энергетики при прочих равных факторах не будет происходить повсеместно. С учетом непоследовательного государственного управления весомая роль отводится следующим сдерживающим факторам:
1) Отсутствие эффективных стимулирующих экономических механизмов развития распределенной генерации на государственном уровне;
2) Высокие административные барьеры и пассивность сетевых компаний к развитию объектов малой мощности;
3) Тарифные диспропорции и перекрестное финансирование вследствие «рыночного» подхода генерирующих компаний и социальных обязательств со стороны Правительства;
4) Сохранение высоких барьеров для входа - отказ в признании Гарантирующим поставщиком объектов распределенной генерации в отличие от крупных игроков - генерирующих компаний.
Обусловленный потребностями потребителей к строительству собственных источников энергоснабжения, рынок малой генерации обладает значительным потенциалом роста, на который в численном выражении приходится порядка 18-20 ГВт.
Однако, без принятия государственных эффективных управленческих механизмов, его рост будет обеспечиваться в основном в нефтегазовом секторе за счет рынка газотурбинных и газопоршневых электростанций. Ниже представлены данные о ввезенном оборудовании, в статистике учтены газопоршневые электростанции мощностью более 300 кВт (375 кВА) и выше, в соответствии с кодами:
Электростанции и искровым зажиганием, мощностью 375-750 кВА код ТНВЭД 8502206000.
Электростанции и искровым зажиганием, мощностью от 750 кВА ТНВЭД 8502208000, таблица 2:
Таблица 2
Показатели ввезенных оборудования на базе газопоршневых установок за первое полугодие 2013 г. по производителям (источник: составлено авторами на основе базы
данных Федеральной таможенной службы)
G31_12 (Товарный знак патент) Количество ввезенных электростанци й Суммарная мощность, в кВА Суммарна я мощность, в кВт Суммарная стоимость ввезенного оборудования Средняя мощность одной ГПУ, КВТ
GE JENBACHE R 18 28220 22576 556 971 078 1 254
CATERPIL LAR 23 40524 32419 358 102 712 1 410
MAC 5 36250 29000 320 300 614 5 800
CUMMINS 9 18000 14400 191 016 847 1 600
AGGREKO 13 17875 14300 185 869 103 1 100
ELTECO 4 7000 5600 130 595 340 1 400
MTU 5 8500 6800 112 614 703 1 360
MWM 4 6150 4920 87 126 733 1 230
SCHMITT ENERTEC 2 2500 2000 32 531 367 1 000
FG WILSON 6 4500 3600 28 579 753 600
TEDOM 1 770 616 14 563 337 616
Guascor 1 1200 960 12 006 278 960
MAN-БУ 1 480 384 820 141 384
DEUTZ -БУ 1 1250 1000 765 807 1 000
ИТОГО 93 173 219 138 575 2 031 863 812 1 490
Согласно российскому законодательству, при поставке генерирующего оборудования мощностью свыше 600 кВт (750 КВА) - по Постановлению Правительства РФ №372 от 30 апреля 2009 г., возможно избежание без уплаты НДС, что на первоначальном этапе позволяет сократить капитальные затраты и получить максимальный экономический эффект от реализации проекта.
Наибольший объем поставок с 2009 г., когда в январе Правительством РФ было принято Постановление №7 «О мерах по стимулированию сокращения загрязнения атмосферного воздуха продуктами сжигания попутного нефтяного газа на факельных установках», относился к нефтегазовым компаниям, потребности месторождений которых составляют от 5 до 20 МВт. Наиболее востребованными мощностями и по настоящий момент являются установки единичной мощности 2 МВт.
Интернет-журнал «НАУКОВЕДЕНИЕ» Том 7, №4 (июль - август 2015)
http://naukovedenie.ru [email protected]
Перспективы развития газового генерирующего оборудования
Ввиду общемировых тенденций по частичной замене традиционного топлива и развития газовой промышленности исход из сценария развития Международного энергетического агентства, следует отметить значительные перспективы развития газового генерирующего оборудования. Данный факт также доказывает динамика ввода газотурбинных установок в период 2000-2013 гг. по отраслям, шт. (рис. 1):
250 200 150 100 50 0
40
134
23
9
55
58
32 42
/
С
S
✓
45
20 /
19 1 29
W
У
✓
ё!
/
свыше 25 МВт 16-20 МВт 12 МВт 8 МВт 6 МВт 4 МВт 2-3 МВт
9
Рисунок 1. Динамика ввода газотурбинных установок в период 2000-2013гг. по отраслям, шт. (источник: Информационное Агентство INFOLine)
Теплотворная способность природного газа, а также использование газа с низким метановым числом, при котором требуются незначительные изменения конструкции двигателя, а также в целом более низкие цены на газ по сравнению с бензином или дизельным топливом - на 30-50%, - обуславливают экономическую привлекательность таких установок. Однако, существует иная сложность - доступность и стоимость подключения к газопроводу, либо возможность оборудования работать на сжиженном или сжатом (компримированном) газе. При использовании газа, отличного от природного, однако, требуется пересмотр интервалов сервисного обслуживания двигателей в меньшую сторону, равно как и срок службы оборудования до капитального ремонта.
И все же одним из существенных достоинств газовых двигателей является снижение износа цилиндрово-поршневой группы, что также зачастую ведет к меньшим требованиям к маслу. Не все производители ограничивают рекомендованный список масел, в том числе предоставляют гарантию на оборудование только в случае применения продукции одноименного бренда, как, к примеру, Caterpillar (и входящий в него MWM).
Безусловно, важным достоинством генерирующих установок, применяющих газ в своем технологическом цикле, является экологичность - снижение выбросов оксидов углерода, углеводородов и азота.
Более того, освоение газовых месторождений таких удаленных регионов как Крайний Север и шельф Арктики формирует рынку малой генерации запросы. Они характеризуются:
1) Потребность в предоставлении готового заводского решения - модульных блоков, которые не требуют существенных доработок, устанавливающихся на объектах типа вахтовых поселков, систем связи и т.д.;
2) Минимизации строительно-монтажных работ на объекте;
3) Мобильности - при необходимости контейнерную когенерационную установку можно перевезти и установить на другой объект;
4) Подготовленного контейнерного решения для экстремально холодных температур.
Следует отметить, что более 50% установленного оборудования мощностью до 25 МВт - импортное. В стоимостном выражении импорт газотурбинных и газопоршневых установок в 2014 г. увеличился по сравнению с 2008 в 2,3 раза. За последние 7 лет суммарная мощность импортируемых мощностей составила более 120 млрд. руб.
Большая доля в импорте отводится непосредственно рынку газопоршневых электростанций ввиду низкой конкурентоспособности отечественных установок по технологическим и эксплуатационным параметрам.
Экономические стимулы к внедрению собственной генерации
Несмотря на внушительные расходы, связанные с проведением строительных работ, монтажом, пусконаладкой ГПУ, затраченные средства оправдывают вложения.
Однако, следует быть объективным при оценке экономической эффективности и эффектов от реализации проектов малой генерации на основе газовых установок, поскольку себестоимость вырабатываемой электроэнергии напрямую обусловлена ценой на газ, которая неравномерна по регионам. Более того, стоимость технологического присоединения к электрическим сетям, получение лимитов на газ и непосредственное
Для экономического обоснованного решения для строительства собственной мини-ТЭЦ, требуется:
• Профессиональный подбор оборудования согласно технико-экономическим расчетам для оптимального состава оборудования мини-ТЭЦ с учетом потребности в электрической и тепловой энергии.
• Определение реальных сроков окупаемости, с учетом затрат на обслуживание и эксплуатацию.
Обоснование и выбор мощности мини-ТЭЦ включает в себя несколько этапов:
1) Определение энергетических нагрузок объекта;
2) Расчет и построение графиков суточного энергопотребления;
3) Рассчитывается потребление по отдельным видам потребителей;
4) Определение базовых режимов работы мини-ТЭЦ (электро- и теплоснабжения);
5) Получение и реализация технических условий;
6) Определение нагрузки на мини-ТЭЦ с учетом внешних сетей;
7) При необходимости покрытия пиков потребностей в тепле - подбор мощности пиковых водогрейных котлов;
8) Расчет экономической эффективности объекта.
Следует быть объективными при оценке экономической эффективности проектов малой энергетики: себестоимость вырабатываемой электроэнергии и тепла напрямую зависит от стоимости газа. При этом требуется сопоставление затрат при варианте подключения к сети.
После принятия в 2004 г. Постановления Правительства №861, указанном выше, вплоть до 2009 г. не был решен комплекс проблемных вопросов в сфере техприсоединения малых мощностей. Основными проблемами при этом стали высокая стоимость и чрезмерные сроки подключения. При этом в последние несколько лет были приняты нормативные акты, увеличивающие обязательства сетевых организаций к увеличению эффективности рассмотрения заявлений потребителей.
Однако, данные Федеральной Антимонопольной службы и по сегодняшний день выявляют рост нарушений и злоупотреблением доминирующим положением электросетевых компаний по вопросам техприсоединения, которые заключаются в нарушении сроков выдачи договора; сроков, выделенных на осуществление присоединения; отказа от выполнения условий договора и навязывания дополнительного перечня обязательных мероприятий; отказ от корректировки техусловий или оставление заявки без какого-либо ответа. Помимо прочего, при обращении за выдачей разрешения на обеспечение двусторонней параллельную работу с выдачей излишек электроэнергии в сеть, эти заявления игнорируются, и в лучшем случае предоставляются лишь условия на так называемую «одностороннюю параллельную работу с сетью без права выдачи в сеть». Такие решения, в том числе, обусловлены тем, что генерирующему объекту малой мощности не предоставляется статус «гарантирующего поставщика».
Исходя из рассмотренных выше тенденций развития рынка распределенной генерации, технологические критерии выбора перед предприятием, которое рассматривает вариант собственной генерации:
• Наличие необходимой площади земельного участка с условием соблюдения технических норм, а также норм природоохранного законодательства.
• Технологическое обеспечение объекта необходимым объёмом топлива (наиболее доступный вид топлива - газ).
• Доступность централизованного теплоснабжения, или источника, потребляющий тепловую энергию на технологические нужды - собственные и/или сторонних потребителей.
• Дефицит электрической мощности в конкретном узле нагрузок, ограничивающий развитие производства.
• Выдача электрической мощности потребителям непосредственно с распределительного устройства станции.
• Потребность в полной или частичной модернизации источников электро- и тепплоэнергии.
При этом требуется уточнение на государственном уровне норм и правил техприсоединения к сетям в сочетании с введением разноставочных тарифов в зависимости от предполагаемой мощности объекта.
Таким образом, мини-ТЭЦ на базе газопоршневых и газотурбинных установок предлагают наиболее эффективные проекты энергоснабжения за счет различных режимов эксплуатации, вариативности вспомогательного оборудования и систем для предоставления решений различным отраслям, а также возможности работать в экстремальных
климатических условиях. Сравнительно невысокие капитальные и эксплуатационные затраты обуславливают высокую эффективность инвестиций проектов распределенной генерации.
Неверным будет считать любой проект мини-ТЭЦ экономически эффективным. В процессе определения потребностей объекта, характера нагрузки, доступности и стоимости подключения и т.д., следует учитывать также совокупность факторов, которые включают:
1) Стоимость основного и дополнительного оборудования, а также сроков и стоимости доставки до месторасположения объекта;
2) Страну происхождения оборудования и конечный объект, на котором планируется установка мини-ТЭЦ, что обусловлено введением экономических санкций западными странами и ограничивает поставку для ряда отраслей;
3) Срок эксплуатации станции до капитального ремонта, а также стоимость регламентированного сервисного обслуживания, стоимость работ, запасных частей, наличие склада и стоимость доставки;
4) Наличие собственной сервисной службы, которая обладает высокой квалификацией, опытом обслуживания и монтажа установок;
5) Разработку оптимального режима работы электростанции, с помощью которой владельцы получат максимальную экономию на проведении обслуживания, сохранения надежности системы, и экономический эффект от эксплуатации.
Государственные меры по обеспечению развития распределенной генерации
Несмотря на безусловное признание того факта, что распределенная энергетика становится мировым трендом, а также то, что одновременно с ее развитием возникает множество нерешенных и непредвиденных проблемных вопросов, по которым должны максимально оперативно быть приняты меры на государственном уровне. Для повышения спроса необходимо обеспечить рост производства и правильно распределять имеющиеся ресурсы.
С началом реформирования энергетической отрасли в 1990-х гг. сценарий проведения изменений не опирался на социально-экономические показатели и прогнозы регионов, что привело к возникновению системных дисбалансов, тарифных и ценовых «перекосов», а также поддержания самого рыночного механизма. При этом эффект мультипликатора, который привел к росту доли затрат на электричество в производственных циклах обусловил факт столь быстрого развития малой и средней энергетики. При этом, учитывая потребности в оперативном энергообеспечении и стоимости реализации проектов, такие объекты - разумная альтернатива «Стратегии развития до 2035 г.», меньшие капитальные затраты и более короткие сроки реализации. При этом факт развития распределенной генерации следует учитывать при корректировке прогнозов энергопотребления.
Следует отметить, что с развитием распределенной генерации начинается переход от рынка Продавца, который только упрочнил свои позиции с реструктуризацией энергосистемы. Государственное управление, направленное на поддержание и разработку стимулирующих механизмов по развитию этого сектора энергетики обеспечит изменение рынка и для производителей, и для потребителей.
Поскольку ранее количество доступной электроэнергии ограничивалось не высокой стоимостью, а наличием генерирующих мощностей и пропускной способностью сетей, то сейчас для многих отраслей промышленности цена становится решающим фактором. Более того, строительство энергоблоков высокой единичной мощности предоставляет потребителям
возможность влиять на стоимость энергии, на надежность и эффективность генерирующих установок и энергосистемы.
Тем самым когенерационные установки мини-ТЭЦ способны существенно снизить капитальные вложения по реализации «Стратегии развития...» и уменьшить себестоимость произведенной энергии.
Таким образом, основными тенденциями, которые сложились в энергетической отрасли, можно назвать:
• Необходимость модернизации и реконструкции действующих объектов;
• Развитие малой генерации путем строительства локальных блочных станций;
• Потребность в сокращении зависимости от импорта установок и комплектующих и развитии собственных технологий и инжиниринговых услуг;
• Взаимодействие с ведущими научно-техническими институтами, налаживание собственной базы технологий и кадров.
Совершенствование системы управления в российской энергетической отрасли в контексте различных уровней (государственного, отраслевого и корпоративного) в условиях непоследовательного государственного регулирования и развития конкурентного энергетического рынка заключается в устранении сдерживающих факторов и обеспечении развития эффективного энергорынка.
При этом требуется обеспечить дополнительные стимулы к развитию распределенной генерации и сокращению издержек, повысить автономность предприятий и обеспечить развитие собственных инжиниринговых и сервисных услуг. Такие меры позволят осуществить диверсификацию деятельности в современных рыночных реалиях, развить собственную высококвалифицированную кадровую и материально-техническую базу.
Требуется развитие соответствующей нормативно-правовой базы, которая заключается в решении ряда острых вопросов:
• Исключить коллизии законодательства: ФЗ №261 «Об энергосбережении» и ФЗ №188 «Жилищный кодекс РФ» и обеспечить действие энергосервисного механизма, представляющего собой эффективный инвестиционный инструмент - источник финансирования проектов энергетической отрасли, что сможет снизить потребление электроэнергии муниципальных объектов на собственные нужды.
• Формирование и совершенствование механизмов предоставления поручительств и гарантий для потребителей для привлечения инвестиций из внебюджетных фондов.
• Снижение тарифов путем оптимальной дифференциации нормы доходности по видам инвестиций, исключающих доминирующее финансирование за счет потребителей.
• Предоставление специальных условий для предприятий малого и среднего бизнеса, внедряющих на своих предприятиях собственную генерацию.
• Снятие дискриминационных условий продажи излишек (покупки недостающих объемов) электрической энергии при заключении прямого договора с производителем электрической энергии на розничном рынке, развитие энергосервисных договоров.
• Упрощение процедуры согласования ТУ на газ и подключения к сети.
• Государственная поддержка концепции самостоятельного развития региональных энергосистем при увеличении числа качественных межсистемных связей для развития рыночной среды.
Сформулированные меры позволят обеспечить строительство, реконструкцию и введение мощностей и сетей с учетом роста распределенной генерации, обусловленной экономической целесообразностью, а также обеспечить прозрачность ценообразования на розничном рынке электроэнергии и мощности.
Выводы
Незавершенность формирования государственной политики в отношении регулирования энергетической отрасли и рекомендательный характер стратегий и программ ее развития обусловили ряд проблемных вопросов. Ввиду общемировых тенденций развития газовой промышленности, а также увеличения стоимости электроэнергии для потребителей всех категорий и тарифных диспропорций, потребность в качественном энергообеспечении усиливает интерес к объектам распределенной генерации на основе локальных блочных мини-ТЭЦ.
В целом более низкие цены на газ как основное топливо, а также неравномерное расположение энергодефицитных потребителей относительно централизованных генерирующих объектов стимулирует развитие малой энергетики на базе газопоршневых и газотурбинных установок. При этом существует ряд сдерживающих факторов, к которым относятся: отсутствие эффективных мер государственного регулирования по вопросам технического присоединения к сетям, высокая стоимость и сложность прохождения процедуры их получения малыми объектами генерации, нерешенность вопросов относительно применения энергосервисного механизма для ряда отраслей. Более того, в результате ввода экономических секторальных санкций западными странами в отношении российских отраслей, в том числе запрета на импорт оборудования двойного назначения, а также финансирования и поставки оборудования в ТЭК для компаний России, отмечается снижение роста инвестиций в проекты по автономному энергообеспечению, как и увеличение зависимости от поставок импортных комплектующих. Учитывая, что более половины установленных мощностей - импортные, и большая доля отводится нефтегазовому сектору, рынок малой распределенной генерации обладает значительным потенциалом.
Однако, без приятия поддерживающих управленческих мероприятий, рост рынка по-прежнему будет обеспечиваться в основном за счет нефтегазовых компаний. На основе синтеза тенденций и вызовов предложен комплекс мер по развитию распределенной и собственной генерации при предоставлении специальных условий для предприятий малого и среднего бизнеса. Меры включают в себя снижение ставки НДС для предприятий малого и среднего бизнеса, осуществляющих внедрение на свое производство собственного генерирующего источника, сроком на три года с введения энергоблока в эксплуатацию.
На системном уровне будут достигнуты ключевые цели, заложенные изначально в реформу отрасли:
• Повышение надежности системы и использовании различных источников (сеть, собственные генераторы, покупка излишков электроэнергии), перевод котельных в пиковый режим для оптимального использования энергоресурсов;
• Снижение затрат на транспорт энергии при размещении генерирующего объекта в непосредственной близости от потребителя;
• Рост числа потребителей за счет направления освободившихся мощностей в энергодефицитные регионы;
• Повышение маневренности и управляемости локальных энергосистем.
ЛИТЕРАТУРА
1. Богачкова Л.Ю. Совершенствование управления отраслями российской энергетики: теоретические предпосылки, практика, моделирование. - Волгоград: Волгоградское научное издательство, 2007.
2. Годовые отчеты ОАО «ФСК ЕЭС». URL: http://www.fsk-ees.ru/press_center/media (дата обращения 01.07.2015 г.).
3. Конкурентная среда на рынке газотурбинного оборудования малой мощности // Журнал «Академия энергетики» - ПРЕЗИДЕНТ-НЕВА. №1 [63] 2015.
4. Кротов М.И. Политико-экономические проблемы российской модернизации // Проблемы современной экономики: Евраз. междунар. науч.-аналит. интернет-изд. N 2 (34). 2010. URL: http://www.m-economy.ru/art.php?nArtId=3064 (дата обращения: 20.02.2015).
5. Нюшлосс Дж., И. Ряпин, доклад «Развитие распределенной генерации» энергетического центра Сколково, Московская школа управления Сколково, 2012 г. URL: http://energy.skolkovo.ru (дата обращения: 20.05.2015).
6. Серков С.А., Грибин В.Г. Распределенная генерация тепла и электричества для труднодоступных районов на основе инновационных паровых тубогенераторов // Деловой журнал «Информационное агентство Neftegaz.RU». [1-2] 2015 г. С. 20-25.
7. Сети становятся умнее. Интервью В. Дорофеева, генерального директора Научно-технического центра электроэнергетики. URL: http://www.fsk-ees.ru/press_center/media_on_fnc/?ELEMENT_ID=469&sphrase_id=229646 (дата обращения 01.07.2015 г.).
8. Соколова Е.В., Черноус М.А. Исследования современных рынков. Концентрация на оптовом рынке электроэнергии в РФ: подходы к определению и анализ. Вестник Санкт-Петербургского Университета. Сер.8 Вып. 2. 2009. URL: www.vestnikmanagement.spbu.ru/archive/pdf/400.pdf (дата обращения 20.06.2015 г.).
9. Статистика внешней торговли Федеральной таможенной службы. URL: www.stat.customs.ru. (дата обращения 20.06.2015 г.).
10. Федеральный закон N 261-ФЗ от 23.11.2009г. «Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности».
11. Энергетическая стратегия России на период до 2030г. Утверждена распоряжением Правительства Российской Федерации от 13.11.2009 г. №1715-Р.
12. L. Philipson, H. Lee Willis. Understanding Electric Utilities and De-Regulation. Second Edition. Taylor & Francis Group, LLC. 2006.
13. Twomey P., R. Green, K. Neuhoff, D. Newbery. A Review of the Monitoring of Market Power. The Possible Roles of Transmission System Operators in Monitoring for Market Power Issues in Congested Transmission Systems. Journal of Energy Literature, Vol. 11, No. 2, РР. 3-54, 2005.
Рецензент: Агафонов А.Н., кандидат экономических наук, заместитель директора по техническим вопросам Федерального казенного предприятия «Научно-исследовательский институт «Геодезия».
Rykhter Veronika Olegovna
MIRBIS Institute Moscow
E-mail: [email protected]
Zil'bershteyn Oleg Borukhovich
MIRBIS Institute Moscow
E-mail: [email protected]
Small power market challenges
Abstract. Nowadays the small power generation sector growth and development, as of the main energy sources that are located in a close proximity to customers from different economic sectors, become a global trend. The increase of the generation equipment imported to Russian energy market from Europe and the USA is the evidence to this fact. Moreover, the major part of the operating units overworked their life resources. The energy sector faces a situation when the growth of energy consumption is limited by the Grid networks and its lower development. At the same time, the trend of increasing the electricity cost and tariff disparities are caused by the incomplete formation of public administration and a lack of measures to stimulate the development of small power energy sector. Among constraints of the small power energy market development are: passive behavior of network companies and high administrative barriers for technical connection to the small power generating facilities.
Thus, the article proposes a number of measures that include the economical mechanism of the state regulation that, on the one hand, simplifies the process of technical connection to the Grid for the small generation sector, and reduces payments and excessive administration barriers, as well as stimulates companies to set cogeneration plants by providing them lower taxation for the first 3 years of power exploitation.
Keywords: small power market; distributed generation; governance; management efficiency; energy system development; energy efficiency; energy development strategy.
REFERENCES
1. Bogachkova L.Yu. Sovershenstvovanie upravleniya otraslyami rossiyskoy energetiki: teoreticheskie predposylki, praktika, modelirovanie. - Volgograd: Volgogradskoe nauchnoe izdatel'stvo, 2007.
2. Godovye otchety OAO «FSK EES». URL: http://www.fsk-ees.ru/press_center/media (data obrashcheniya 01.07.2015 g.).
3. Konkurentnaya sreda na rynke gazoturbinnogo oborudovaniya maloy moshchnosti // Zhurnal «Akademiya energetiki» - PREZIDENT-NEVA. №1 [63] 2015.
4. Krotov M.I. Politiko-ekonomicheskie problemy rossiyskoy modernizatsii // Problemy sovremennoy ekonomiki: Evraz. mezhdunar. nauch.-analit. internet-izd. N 2 (34). 2010. URL: http://www.m-economy.ru/art.php?nArtId=3064 (data obrashcheniya: 20.02.2015).
5. Nyushloss Dzh., I. Ryapin, doklad «Razvitie raspredelennoy generatsii» energeticheskogo tsentra Skolkovo, Moskovskaya shkola upravleniya Skolkovo, 2012 g. URL: http://energy.skolkovo.ru (data obrashcheniya: 20.05.2015).
6. Serkov S.A., Gribin V.G. Raspredelennaya generatsiya tepla i elektrichestva dlya trudnodostupnykh rayonov na osnove innovatsionnykh parovykh tubogeneratorov // Delovoy zhurnal «Informatsionnoe agentstvo Neftegaz.RU». [1-2] 2015 g. S. 20-25.
7. Seti stanovyatsya umnee. Interv'yu V. Dorofeeva, general'nogo direktora Nauchno-tekhnicheskogo tsentra elektroenergetiki. URL: http://www.fsk-ees.ru/press_center/media_on_fnc/?ELEMENT_ID=469&sphrase_id=229646 (data obrashcheniya 01.07.2015 g.).
8. Sokolova E.V., Chernous M.A. Issledovaniya sovremennykh rynkov. Kontsentratsiya na optovom rynke elektroenergii v RF: podkhody k opredeleniyu i analiz. Vestnik Sankt-Peterburgskogo Universiteta. Ser.8 Vyp. 2. 2009. URL: www.vestnikmanagement.spbu.ru/archive/pdf/400.pdf (data obrashcheniya 20.06.2015 g.).
9. Statistika vneshney torgovli Federal'noy tamozhennoy sluzhby. URL: www.stat.customs.ru. (data obrashcheniya 20.06.2015 g.).
10. Federal'nyy zakon N 261-FZ ot 23.11.2009g. «Ob energosberezhenii i o povyshenii energeticheskoy effektivnosti».
11. Energeticheskaya strategiya Rossii na period do 2030g. Utverzhdena rasporyazheniem Pravitel'stva Rossiyskoy Federatsii ot 13.11.2009 g. №1715-R.
12. L. Philipson, H. Lee Willis. Understanding Electric Utilities and De-Regulation. Second Edition. Taylor & Francis Group, LLC. 2006.
13. Twomey P., R. Green, K. Neuhoff, D. Newbery. A Review of the Monitoring of Market Power. The Possible Roles of Transmission System Operators in Monitoring for Market Power Issues in Congested Transmission Systems. Journal of Energy Literature, Vol. 11, No. 2, RR. 3-54, 2005.
